Fitch Ratings aponta níveis de reservatórios ainda confortáveis, mas chuvas abaixo da média no SE/CO elevam riscos para GSF, PLD e custos das distribuidoras
O setor elétrico brasileiro inicia 2026 em uma posição relativamente confortável do ponto de vista hidrológico, mas com sinais claros de cautela no horizonte. Segundo análise divulgada pela Fitch Ratings, os níveis atuais dos reservatórios das hidrelétricas não indicam risco imediato de restrições de suprimento em âmbito nacional. No entanto, o desempenho abaixo da média das chuvas durante o período úmido mantém o alerta ligado para os próximos meses, especialmente no subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), o mais relevante para a segurança energética do país.
De acordo com a agência de classificação de risco, a evolução da precipitação até o fim de abril será determinante para a trajetória dos preços da energia elétrica, para o nível de despacho térmico e para o comportamento do Generation Scaling Factor (GSF), com impactos assimétricos sobre geradores e distribuidoras.
Reservatórios acima da média, mas com assimetria regional
Ao final de 2025, os níveis de armazenamento dos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN) estavam acima da média dos últimos dez anos e, com exceção do Nordeste, também acima da média dos últimos cinco anos. Esse patamar sugere, na avaliação da Fitch, uma transição relativamente segura para o período seco, que se inicia em maio, reduzindo o risco de estresse sistêmico associado à disponibilidade hídrica.
Apesar do cenário agregado positivo, a agência chama atenção para a assimetria entre os subsistemas. A situação mais sensível é observada justamente no Sudeste/Centro-Oeste, responsável por concentrar a maior parte da capacidade de armazenamento do país e por exercer papel central na formação de preços no mercado de curto prazo.
SE/CO concentra maior risco hidrológico
Historicamente, o período de maiores chuvas eleva o nível dos reservatórios do SE/CO em cerca de 24 pontos percentuais, em média, seguido por uma redução de magnitude semelhante durante o período seco, entre maio e novembro. Com base nesse padrão, a Fitch estima que um armazenamento em torno de 60% ao final de abril de 2026 seria o mínimo necessário para que o subsistema atravesse o período seco com margem operacional mais confortável.
No início do atual período úmido, em novembro de 2025, os reservatórios do SE/CO estavam próximos a 42% de sua capacidade e encerraram o ano em patamar semelhante. No final de janeiro, houve um leve fortalecimento, com os níveis atingindo 45,7%.
Esse ponto de partida, segundo a agência, é considerado favorável, já que alcançar 60% até abril implicaria um crescimento de cerca de 18 pontos percentuais, abaixo da média histórica de recuperação observada nos últimos dez anos.
Impactos sobre preços, GSF e custos das distribuidoras
Na avaliação da Fitch, a dinâmica hidrológica dos próximos meses terá reflexos diretos sobre variáveis centrais do setor. A agência destaca que a trajetória dos reservatórios deve influenciar:
- os preços da energia elétrica, com maior impacto sobre geradores que dependem de compra de lastro e projetos com energia descontratada;
- o nível de despacho térmico, com potencial de pressionar os custos das distribuidoras;
- o GSF, especialmente para agentes mais expostos à geração hídrica no mercado livre.
Segundo a Fitch, o cenário-base considera um GSF de 0,87 para 2026, ante 0,84 registrado em 2025. Em um cenário de estresse, a projeção recua para 0,84, sinalizando risco de maior descasamento entre a garantia física contratada e a energia efetivamente gerada pelas hidrelétricas.
América Latina: perspectiva setorial em deterioração
Além da análise específica sobre o Brasil, a Fitch também chama atenção para o contexto regional. A perspectiva para o setor elétrico da América Latina em 2026 foi classificada como “Deteriorando”, refletindo preocupações crescentes com a geração.
Um dos fatores destacados é o elevado nível de curtailment na produção eólica e solar, fenômeno que vem afetando a receita de empresas e projetos de energia renovável, sobretudo em sistemas com limitações de transmissão e excesso de oferta em determinados períodos.
Esse cenário adiciona uma camada extra de complexidade ao planejamento do setor, que passa a lidar simultaneamente com riscos hidrológicos, desafios de integração das renováveis e necessidade de maior flexibilidade operativa do sistema elétrico.
